Содержание к диссертации
Введение
Принятые обозначения 11
Современное состояние перекачки реологически сложных нефтей 13
Анализ различных технологий, методов и способов, применяемых для перекачки реологически сложных нефтей... 13
Технология перекачки нефти с депрессорными присадками ... 18
Разработка «Руководства по расчету оптимальных режимов нефтепроводов для перекачки нефтей со сложными
реологическими свойствами» 23
Выводы по главе 1 29
Разработка математической модели действующего неизотермического МН, перекачивающего реологически
сложные нефти 30
Методика идентификации характеристик насосно-силового оборудования 30
1 Актуальность разработки методики 30
2 Краткий обзор результатов теоретических исследований в области определения характеристик НА 30
3 Качественные результаты испытания магистральных центробежных насосов на вязких жидкостях 31
4 Определение фактических характеристик НА 34
5 Пересчет напорных характеристик магистральных центробежных насосов с воды на вязкую жидкость 34
6 Пересчет характеристики КПД с воды на вязкую жидкость... 38
7 Пересчет характеристик насосов при обточке рабочего колеса 39 :
2.1.8 Пересчет характеристик насосов при изменении частоты вращения 40
2.1.9 Особенности пересчета характеристик магистральных насосов при перекачке неныотоновских жидкостей 41
2.2 Методика определения реологических свойств нефти и выбора модели течения 43
2.2.1 Актуальность разработки методики 43
2.2.2 Методы решения поставленных задач 44
2.2.3 Определение реологических свойств и температуры застывания нефтей 45
2.2.4 Выбор оптимальной модели течения 46
2.2.5 Пример определения реологических свойств нефти по программе «Модель» 50
2.3 Методика теплогидравлических расчетов неизотермического МН, перекачивающего реологически сложные нефти - (идентификация характеристик линейных участков) 51
2.3.1 Актуальность разработки 51
2.3.2 Методы решения поставленных задач 52
2.3.3 Исходные данные для расчета 53
2.3.4 Определение критических параметров потока жидкости 55
2.3.5 Тепловой и гидравлический расчет нефтепровода при стационарном режиме перекачки 2.3.5.1 Ламинарный режим 56
2.3.5.2 Турбулентный режим 58
2.3.6 Идентификация характеристик линейных участков нефтепровода 60
2.4. Методика формирования математической модели неизотермического МН 64
2.4.1 Актуальность разработки 64
2.4.2 Методы решения поставленных задач 64
3 Исходные данные для расчета (базы данных) 65
4 Граничные условия расчета 66
5 Расчет режимов по заданной производительности 67
6 Расчет режимов по заданной комбинации оборудования 72
Выводы по главе 2 77
Методика формирования оптимальных плановых режимов нефтепроводов на плановый период 78
Актуальность разработки методики 78
Методы решения поставленных задач 79
Постановка задачи 81
Первый этап. Расчет оптимального плана работы МН на плановый период (месяц, год) по заданному критерию 87
Второй этап. Формирование альтернативных планов 98
Третий этап. Определение оптимального плана работы МН... 98
Общие выводы по решению задачи формирования
оптимального плана технологических режимов работа МН 103
Оптимизация расчетов с энергосистемами в нефтепроводном транспорте 103
Выводы по главе 3 112
Разработка технологии применения депрессорной присадки... 114
Особенности перекачки нефти на МН Уса - Ухта - Ярославль... 114
Исследования эффективности депрессорных присадок 116
Разработка технологии обработки нефти депрессорной присадкой 121
Исследования реологических свойств перекачиваемых нефтей в рамках Программы мониторинга 127
1 Исследования суточных колебаний свойств нефти 128
2 Исследования тиксотропных свойств нефти 129
3 Анализ изменения температуры нефти и грунта 133
4 Повышение температуры нефти при прохождении через НА НПС 135
5 Учет влияния мехобработки нефти НА на НПС на свойства перекачиваемой нефти
Разработка новой установки ввода присадки 138
Разработка типовой схемы узла подключения поставщиков нефти с разными реологическими свойствами 139
Оптимизация осуществления путевых подкачек в МН 143
Выводы по главе 4 146
Список использованной литературы
- Технология перекачки нефти с депрессорными присадками
- Качественные результаты испытания магистральных центробежных насосов на вязких жидкостях
- Методика теплогидравлических расчетов неизотермического МН, перекачивающего реологически сложные нефти - (идентификация характеристик линейных участков)
- Учет влияния мехобработки нефти НА на НПС на свойства перекачиваемой нефти
Технология перекачки нефти с депрессорными присадками
Трубопроводный транспорт парафинистых нефтей был и остается достаточно серьезной проблемой для организаций, занятых добычей и транспортом нефти. На нефтепроводах, перекачивающих реологически сложные нефти, применяются сложившиеся традиционно специальные технологии перекачки. Все они основаны на внесении в поток либо дополнительной тепловой энергии («горячая» перекачка, трубопроводы с системами попутного пароподогрева и электроподогрева), либо различного рода разбавителей, улучшающих текучие свойства перекачиваемой нефти, (вода, маловязкие нефти, газ, депрессорные присадки и т.п.). Также разработан целый ряд технологических приемов, основанных на предварительной (перед поступлением в трубопровод) обработке нефти с целью улучшения ее реологических свойств: термообработка, барообработка, виброобработка и т.п.
Кратко рассмотрим особенности реализации указанных технологических процессов перекачки парафинистых нефтей, разработанных в нефтяной отрасли. Ряд технологических методов и способов в конкретных условиях применения могут быть в той или иной степени достаточно эффективными. Для реализации приведенных технологических приемов необходимо проведение ряда организационно-технических мероприятий. Рассмотрим наиболее существенные из них.
Получившая в свое время широкое распространение так называемая «горячая» перекачка требует строительства капитале- и энергоемких пунктов подогрева на начальных и промежуточных участках трубопровода, разогревающих нефть до высоких температур, что приводит к значительным тепловым потерям на головных участках трубопровода в окружающую среду. Особенно большое число таких пунктов подогрева требуется на начальной стадии эксплуатации трубопровода для обеспечения необходимого теплового режима перекачки при малых производителыюстях. В дальнейшем, при выходе трубопровода на проектную производительность, некоторые пункты подогрева становятся ненужными и отключаются. Необходимо также отметить, что в районах вечной мерзлоты такая технология без применения надежной, высокоэффективной теплоизоляции труб может оказаться неприемлемой как с точки зрения дестабилизирующего воздействия на природу, так и значительного снижения показателей надежности трубопровода. Следует также отметить, что «горячая» перекачка -довольно «капризная» технология. Такой нефтепровод имеет ограничения, как по максимальной пропускной способности, так и по минимальной. Небольшое снижение температуры подогрева жидкости и производительности перекачки при неблагоприятных температурных условиях окружающей среды может привести к аварийной ситуации («замораживанию» трубопровода). В результате этого на «горячих» нефтепроводах применяются завышенные температуры подогрева жидкости, а это приводит к еще большим потерям тепла, как уже отмечалось, особенно на начальных участках трубопровода и, соответственно, неоправданно высоким энергетическим затратам. Ранее при низкой стоимости сжигаемого в печах подогрева топлива (части самой перекачиваемой жидкости, газа и т.п.) «горячая» перекачка была экономически выгодна, но в настоящее время, в связи с общей тенденцией увеличения стоимости энергоносителей, этот метод трубопроводного транспорта при существующих технологических параметрах может перейти в разряд убыточных для отрасли технологий.
Первым российским «горячим» нефтепроводом для перекачки высоковязкой нефти являлся нефтепровод Озек-Суат - Грозный, протяженностью 144 км, введенный в эксплуатацию в 1955 году. Технология «горячей» перекачки в своем первозданном технологическом назначении в
России применяется на бывшем трубопроводе Узень - Гурьев - Куйбышев (ныне Узень - Атырау - Самара), своей основной частью проходящем теперь по территории Республики Казахстан. Классическим примером технического совершенства технологии «горячей» перекачки может служить знаменитый нефтепровод, транспортирующий продукцию месторождения Прадхо Бей на Аляске (США).
Исследованию динамики течения и процессов теплообмена при неизотермической перекачке высоковязких и высокозастывающих нефтей посвящен целый ряд работ, среди которых следует отметить таких авторов, как Черникин В.И., Тугунов П.И., Губин В.Е., Новоселов В.Ф., Юфин В.А., Марон В.И., Гаррис Н.А., Абрамзон Л.С., Скрипников Ю.В., Тонкошкуров Б.А., Агапкин В.М., Кривошеий Б.Л., Губин В.В., Шутов А.А., Новоселов В.В., Кутуков СЕ. и многих других [1 -16].
Перекачка с попутным пароподогревом требует сооружения котельных установок, прямого паропровода и обратного конденсатопровода, при кратковременных остановках которого в зимний период существует опасность замораживания. Здесь следует отметить сложности регулирования температуры перекачиваемой нефти, транспортируемой по трубопроводу с пароспутником.
При перекачке нефти по трубопроводу с попутным электроподогревом необходим монтаж на трубопроводе системы попутного электроподогрева, обеспечивающей выделение на единицу длины трубопровода необходимого количества тепловой энергии, позволяющей осуществить разогрев нефти в трубопроводе за определенное время до рабочей температуры, работать в режиме поддержания температуры нефти на заданном значении, осуществлять регулируемый подогрев в зависимости от температуры окружающей среды. Данная технология способствует поддержанию в трубопроводе требуемых теплового и гидравлического режимов независимо от изменений производительности перекачки и условий окружающей среды. Метод перспективен для осуществления «безлюдной» технологии эксплуатации трубопроводов за счет автоматизации всех производственных процессов. Данная технология также может быть применена на трубопроводе в комбинации с перечисленными другими способами перекачки. Стоит отметить, что реализация технологического процесса перекачки с применением теплоизолированных трубопроводов и попутного электроподогрева по всей цепи промыслового и магистрального транспорта является сложной задачей и аналогов не имеет, несмотря на то, что отдельные вопросы решались рядом исследователей н нашли практическое применение [17,18].
Качественные результаты испытания магистральных центробежных насосов на вязких жидкостях
Методологической основой работы послужили результаты исследований динамики течения реологически сложных жидкостей, накопленный опыт реологических исследований в нашей стране и за рубежом, а также теоретические и экспериментальные исследования. выполненные в ГУП «ИПТЭР» г. Уфа и ОАО «СМН» г. Ухта,
Методика создана на основе анализа работ, проведенных ведущими институтами страны - РГУНГ им. И.М.Губкина, (Марон В.И., Челинцев С.Н. и др.); ОАО «Гипровостокнефть» (Дегтярев В.Н.); ИПТЭР (Скрипников Ю.В., Дьячук А.И. и др.), Институт теплофизики АН Республики Беларусь (Шульман СП.), НТЦ АО «КазТрансОйл» Республики Казахстан (Кожабеков С.С).
Можно выделить следующие основные методы решения поставленных задач: - лабораторные методы определения температуры застывания нефтей; - лабораторные методы определения реологических свойств нефтей; - статистические методы обработки экспериментальных данных и выбора оптимальной модели течения нефти с использованием двух критериев (ошибка и риск). Настоящая методика базируется на комплексном применении вышеперечисленных методов, что обеспечивает определение температуры застывания и реологических свойств нефти с достаточной точностью
В данном разделе методики приведены основные положения проведения лабораторных исследований нефтей и обработки результатов с целью определения температуры застывания нефтей (Pour Point of Crude Oil).
Методика соответствует отечественным [1] и зарубежным [2] стандартам. Сущность методики сводится к нижеследующему. После предварительного нагрева образец нефти охлаждается с определенной скоростью, и с шагом в 1 С проверяется его текучесть. Наименьшая температура, при которой наблюдается движение нефти, считается температурой ее застывания.
Необходимо иметь в виду, что температура застывания нефти не является физической константой в общепринятом понимании этого термина. Она представляет собой определенную техническую характеристику, по которой судят об эксплуатационных свойствах данной нефти.
Основное внимание уделено неньютоновским нефтям, в первую очередь, вязкопластичным. Такого рода нефти в технической литературе и практике часто называют парафиновыми, высокопарафиновыми (высокопарафинистыми), высокозастывающими, ибо именно высокое содержание в них парафина предопределяет ряд негативных моментов при их сборе, подготовке, транспорте и переработке (в частности, образование кристаллических решеток парафина и потерю подвижности нефтей часто при достаточно высоких положительных температурах).
Реологические параметры нефти, используемые в гидравлических расчетах нефтепроводов при стационарных режимах течения, определяются по равновесным реологическим кривым течения («обратный» ход вискозиметра). При расчете пусковых режимов течения (возобновление течения после длительной остановки перекачки) используются реологические кривые течения, полученные при «прямом» ходе вискозиметра. Вискозиметрические испытания нефтей по методу получения реологических кривых течения заключаются в непрерывном деформировании образца нефти с постоянной скоростью сдвига до момента достижения постоянного значения напряжения сдвига.
Для определения реологических параметров всех типов нефтей предпочтительно использовать вискозиметры ротационного типа с измерительным инструментом цилиндр-цилиндр, позволяющие в условиях однородной сдвиговой деформации определить напряжение сдвига в исследуемой системе при различных скоростях деформации (скорости сдвига).
Течение в зазоре соосно-цилиндрического вискозиметра может считаться однородным при выполнении условия: 1-).Ю(то+12%, (59) где Г и г2 - радиусы, соответственно, внутреннего и наружного цилиндров.
В методике приведен порядок подготовки прибора и образца нефти к испытанию и порядок проведения испытаний.
При обработке данных вискозиметрических экспериментов с реофизически сложными средами оценки реологических параметров часто оказываются неустойчивыми относительно малых экспериментальных ошибок. Это связано, в частности, с тем, что достоверные результаты могут быть получены лишь в ограниченной области значений скорости сдвига, поскольку при слишком малых и слишком больших значениях скорости сдвига в неньютоновских средах могут иметь место явления, вносящие погрешности в измерения и искажающие истинную картину течения в рабочем зазоре ротационного прибора [9].
Методика теплогидравлических расчетов неизотермического МН, перекачивающего реологически сложные нефти - (идентификация характеристик линейных участков)
Для более точного теплового и гидравлического расчета режимов работы действующего нефтепровода проводится идентификация характеристик линейных участков.
При подземной прокладке нефтепровода в различное время года в связи с изменением теплофизических свойств грунта меняется и рабочий температурный режим перекачки. Используя диспетчерские данные стационарных режимов работы нефтепровода с помощью решения обратной задачи при помощи разработанного программного модуля в составе ПК ФОПР, осуществляется уточнение коэффициента теплопроводности грунта. Многократно решая прямую задачу, подбирается такое значение коэффициента теплопроводности грунта, которое обеспечивает минимальное отклонение результатов тепловых расчетов (температурный режим участков нефтепровода) от фактических (диспетчерских) данных для каждого времени года (месяца).
После уточнения температурного режима производится выбор наиболее приемлемой расчетной формулы расчета коэффициента гидравлического сопротивления из (96 - 100). Затем, задавая фактические значения начального и передаваемого давления на участке (диспетчерские данные), подбирается такое значение эквивалентного внутреннего диаметра или эмпирических констант в формулах, описывающих коэффициенты гидравлического сопротивления, при которых расчетное значение потерь напора соответствует фактическому значению перепаду давления на участке нефтепровода (отклонение не более 3 %). При использовании формулы (100) допускается дополнительное варьирование величиной средней шероховатости внутренней поверхности трубы на участке.
Выбранные значения коэффициента теплопроводности грунта и эквивалентного внутреннего диаметра (эмпирических констант) используются в качестве исходных данных для последующих расчетов различных режимов работы неизотермического МН. Критерием проведения идентификации характеристик линейных участков действующего нефтепровода является отклонение фактических данных (по стационарному режиму работы) от расчетных на величину не более 3 %.
Настоящая методика предназначена для расчета режимов работы действующего неизотермического МН, перекачивающего нефти со сложными реологическими свойствами, подземного, надземного, наземного, подводного способа прокладки и при различных климатических условиях окружающей среды.
В настоящее время не существует методик, позволяющих проводить для действующего неизотермического МН, перекачивающего реологически сложные нефти: - расчет по определению комбинации насосно-силового оборудования на НПС (режим работы НПС), обеспечивающих заданную производительность перекачки (с учетом подкачки и откачки нефти на трассе нефтепровода); -расчеты комбинации насосно-силового оборудования на НПС (режим работы НПС), обеспечивающих заданную производительность перекачки; - определение значения производительности перекачки по нефтепроводу при заданной комбинации насосно-силового оборудования на нефтеперекачивающих станциях (режима работы НПС). В разработанной методике изложены способы решения этих задач. Необходимо отметить, что проведение расчетов по методике без применения соответствующего программного инструмента является весьма трудоемкой задачей, поэтому на основе методике разработан ПМ в составе ПК ФОПР. 2.4.2 Методы решения поставленных задач Основными методами решения поставленных задач являются: - методы динамического программирования на основе алгоритмов, полученных при помощи численных методов решения систем уравнений в частных производных, описывающих стационарные и нестационарные режимы работы неизотермического нефтепровода, транспортирующего реологически сложные жидкости. 2.4.3 Исходные данные для расчета (базы данных) Исходные данные для расчета хранятся в базе данных и описывают следующие характеристики действующего МН: - База данных по реологическим свойствам нефти заполняется по результатам проведенных испытаний отобранных проб нефти и последующей обработкой разработанным ПМ «Модель» в составе ПК ФОПР; - База данных по техническим характеристикам нефтепровода состоит из профиля трассы, раскладки труб, способа прокладки трубопровода, расстановки НПС и пунктов подогрева нефти, мест подкачки/откачки нефти на трубопроводе и их объем во времени, наличия лупингов на трассе нефтепровода, технологической карты защит МН, данных по несущей способности и раскладки трубы и др.; - База данных по теплофизическим характеристикам окружающей средь. состоит из коэффициентов теплопроводности грунта и среднемесячных температур на глубине заложения оси трубы на каждом участке нефтепровода (при наличии датчиков температур на глубине оси трубопровода, последние данные могут корректироваться ручным вводом). При наличии на нефтепроводе участков с наземной, надземной и подводной прокладкой в базу данных вводятся данные о температуре воздуха, скорости ветра (наземный и надземный трубопроводы); данные о температуре и скорости воды (подводный трубопровод); - База данных по насосно-силовому оборудованию состоит из справочника базы данных по всем применяемым насосно-силовым агрегатам на НПС со следующими техническими характеристиками: диаметром рабочего колеса на входе и на выходе, диаметром втулки рабочего колеса, шириной каналов рабочего колеса на выходе, углом наклона лопатки рабочего колеса на выходе, числом лопаток, номинальной подачей насоса, номинальным напором насоса, номинальным КПД насоса, числом оборотов вала насоса, способом подвода / - -ч О-Н жидкости (односторонний или двухсторонний), характеристикой (паспортные данные), характеристикой (паспортные данные), свойствами перекачиваемой нефти (плотность, динамическая вязкость, предельное напряжение сдвига, эффективную вязкость).
Учет влияния мехобработки нефти НА на НПС на свойства перекачиваемой нефти
Одним из критериев эффективности работы, как отдельных нефтепроводов, так и системы трубопроводного транспорта нефти в целом, является рациональное расходование ресурсов на перекачку за счет организационных мероприятий, оптимизации режимов перекачки и оптимизации расчетов с энергосистемами.
Значительная доля затрат в себестоимости транспортировки нефти приходится на электроэнергию. Без реального снижения данных затрат невозможно рассчитывать на достижение высокого уровня прибыли ОАО МН. Взаимоотношения ОАО МН (МН) и энергосистем (ЭС) можно представить на примере ОАО «Северные МН» (рисунок 27) как взаимоотношения продавца и покупателя, как поставщика и потребителя электроэнергии.
Во взаимоотношениях между МН и ЭС существуют противоречия экономических интересов. Для ЭС энергосбережение в МН невыгодно, т.к. приводит к снижению потребления электроэнергии (э/э) и, следовательно, размеров прибыли ЭС. И наоборот, для МН экономия затрат на э/э является насущно необходимой для снижения «веса» статьи затрат на э/э в тарифе на перекачку нефти.
Взаимоотношения между МН и ЭС все больше переходят из сферы административной в сферу экономическую.
Подтверждением этому является решение РЭК Республики Коми № 10 от 01.03.2000 г., согласно которому промышленные потребители э/э получили возможность самим выбирать систему тарифов при заключении договора с АЭК «Комиэнерго»: оплата по одноставочному тарифу, двухставочному тарифу (2Т) или дифференцированному тарифу (ДТ).
Ранее постановлением Правительства РФ от 27.12.97 № 1629 утратило силу постановление Правительства РФ от 30.07.93 № 737, устанавливающее распределение потребителей э/э на две группы. По постановлению № 737 ОАО МН относились к 1 группе потребителей (присоединенная мощность 750 квт и выше) и для них был определен только 2Т. Таким образом, сущность экономического управления энергопотреблением для ОАО «СМН» заключается в следующем. ЭС («Комиэнерго», «Архэнерго», «Вологдаэнерго») стремятся иметь пологую кривую потребности в э/э, а потребитель - МН заинтересован в потреблении дешевой э/э. Рост продажи дешевой э/э будет приводить к увеличению использования э/э в ночное время и заполнит провалы в кривой потребности э/э у ЭС (рисунок 28).
График потребности электроэнергии в энергосистеме в течение суток. Оптимизации экономических взаимотношений продавцов - ЭС и покупателей - МН должен предшествовать анализ особенностей энергопотребления МН и характеристик энергосистем.
До сих пор нет полного определения термина «потребитель электрической энергии». Согласно [1] потребитель электроэнергии - это предприятие, организация, территориально обособленный цех, строительная площадка, квартира, у которой приемники электрической энергии присоединены к электрической сети и используют электрическую энергию. В то же время в [2] потребителем электрической энергии называется электроприемник или группа электроприёмников, объединенных технологическим процессом и размещающихся на определенной территории. Наиболее общее определение приведено в Федеральном законе «О государственном регулировании тарифов на электрическую энергию в РФ»: потребитель - физическое или юридическое лицо, осуществляющее пользование электрической энергией (мощностью).
Как правило, под понятием потребитель в нефтепроводном транспорте понимается НПС. По этой причине энергоаудит, предусмотренный Федеральным законом «Об энергосбережении», проводится не в целом по предприятию, а по его отдельным объектам - НПС, являющихся только частью системы нефтепроводов. Такой подход приводит к невозможности корректной оценки эффективности потребления электроэнергии на транспорт нефти.
Например, нефтепровод Ухта - Приводино включает четыре НПС, три из которых получают электроэнергию от «Комиэнерго», а одна НПС от «Архэнерго». Тарифы на электроэнергию в энергосистемах существенно отличаются, так одноставочный тариф «Комиэнерго» 1,56 руб/кВтч ,а в «Архэнерго» 1,30 руб/кВтч или на 20 % ниже. В этих условиях необходимо планировать такие режимы нефтепровода, чтобы в первую очередь максимально загружать НПС с более низким тарифом на электроэнергию.
В настоящее время некоторые МН работают с недозагрузкой, например нефтепровод Ухта - Приводино - Ярославль работает с загрузкой менее 50 %. Для таких нефтепроводов проблема эффективности работы является актуальной. В условиях снижения производительности перекачки меньше номинальной, КПД работы НА существенно уменьшается и, соответственно, увеличивается удельный расход электроэнергии на перекачку нефти. Экономия электроэнергии в этих условиях может быть достигнута проведением циклической перекачки нефти с остановками НА. При этом осуществляется накопление определенного объема нефти в резервуарах ГНПС, а затем производится перекачка с большей производительностью за счет использования постоянно поступающего на НПС и накопленного в резервуарах объемов нефти. С другой стороны, изменения в режиме работы МН, частые пуски и остановки НА в значительной мере снижают надежность работы оборудования НПС и линейной части МН, что приводит к росту затрат на их амортизацию, обслуживание и ремонт.
